新疆清潔能源儲量巨大。就陸上風能資源上，新疆風能儲備占全國總量的20.4%，僅次于內蒙古，風電總裝機容量在8000萬千瓦以上，可利用的風能在240億kW/h以上，目前技術可開發量為1.2億kW。就光熱資源，新疆水平表面太陽能年輻射總量在5300-6700MJ/ma，年峰值日照時數在1600-2200小時之間，同樣居全國先列。豐富的太陽資源，有利于光熱和光能資源的深度開發與應用。充沛的資源優勢，為新疆新能源的發展提供的肥沃的土壤。但在發展過程中，有得有失、有褒有貶。

新能源現狀

近年來，為加快推進清潔能源開發，新疆力推“大企業大集團戰略”，加大資本引進力度，投入巨資對企業進行技術改造，要求建設高層次、高起點的能源項目。目前，新疆已經引進192家大企業大集團。同時，在當地形成了以金鳳科技、特變電工為龍頭的兩大集新能源生產、制造及裝備的大型集團。截止2014年底，新疆光伏裝機累計326萬千瓦，風電裝機累計803萬千瓦，均位列全國第三位。同樣。清潔能源發電總量占社會發電總量的比例逐步提高，據國網新疆電力公司的統計，至2014年底，新疆清潔能源發電總量約占社會發電總量的7.6%。

有哪些問題?

在新疆的風電、光伏產業飛速發展的同時，政策配套措施、電網基礎設施、規劃引導能力等一攬子動作并未及時、有效的跟進，導致一系列矛盾的爆發，大致呈以下幾個特點。

限風棄電現象嚴重

據國家能源局新能源司最新公布數據顯示，2015年上半年，新疆棄風電量為29.7億kW/h，棄風率為28.82%;棄光電量為5.41億kW/h，棄光率為19%。而在阿勒泰地區，棄風現象甚為嚴重。在額爾齊斯河谷風區，天潤二場棄風率為42.85%，華能為44.79%，新華為46.30%，華電為49.42%，中廣核為49.71%，粵水電為53.52%，五菱為55.52%。布爾津作為粵水電開辟新疆風電資源的重要開發區域，受此原因影響，布爾津上半年完成發電量11774.73萬kW/h，公司盈利能力下降。

疆電外送通道不暢

2010年，新疆與西北750kV聯網工程正式投運，結束了新疆電網孤網運行歷史。目前，經過五年多的發展，已初步形成以哈—鄭±800kV特高壓直流通道為主、4回750kV交流通道配合的外送網架結構。但是，隨著新增裝機容量的擴大，現有的外送通道已經不能滿足疆電外送的需求。在尚未推行RPS及增加外送通道的前提下，對外輸電仍存在很大問題。在2015年上半年，僅光伏和風電的棄電量總規模達35.11億kW/h，而同期疆電外送總規模為146億kW/h，僅此兩項約占外送電量的24.05%。

從自治區發改委公布的數據顯示，準東—華東(皖南)±1100kV特高壓直流輸電工程已于2015年7月正式進入建設準備階段，這是新疆實施的第二條特高壓直流外送輸電通道。該工程額定輸送功率1200萬千瓦，目前是全世界規劃輸電容量最大、輸電距離最長的首個正負1100kV特高壓直流輸電工程。預計在“十三五”后期，投入運營。在今后一段時間內，解決“電力消納”問題仍是一個難題。

政策法規尚待完善

為鼓勵光伏、風電的發展，新疆政府出臺和制定了相關政策和措施，導致大量企業涌入新疆，行業競爭熱化。在此背景下，各縣、市、地區及新疆生產建設兵團各師、團在引進企業過程中，明目多樣。比如，按照項目一般建設流程，在取得相關文件的核準之后，才能開工建設。但是，地方政府盲目追求GDP，催促企業在不完全具備條件下入場施工。這對企業而言，大大的增加了項目投資的風險性。既有可能導致電廠建成難以并網，致使大批資金壓制，影響公司整體運營，又有可能承擔著其它的風險。

另一方面，政府補貼資金不到位。據國家能源局統計，截至2014年年底，全國可再生能源補貼資金缺口累計已超過140億元。一般而言，從電廠開始并網發電到審批上報，從審批結束到補貼發放時間，需花一年半的時間。在資金壓力與利息成本上，加之融資渠道結構單一，這種滯后性給投資者帶來巨大的挑戰。從而增加企業的經營壓力，使部分企業陷于進退兩難的尷尬境地。

開發規劃缺乏協調

目前，新疆政府、國網新疆電力公司都在編制開發規劃，其開發規模、布局、時序等方面存在較大差異。地方政府依照當地風能資源情況確定開發規模和建設時序，未考慮電力系統的電源結構、消納市場、電網輸電能力等因素。同時，地方政府和電網企業之間就規劃目標缺乏統一協調，造成風電開發規劃與其他電源的建設規劃、電網規劃相互脫節，不能協調兼顧，也很大程度上影響合理有序開發和并網發電。比如，就風電而言，目前實行的5萬千瓦風電項目由省(市)審批的規定，造成許多大風場被人為地割裂，致使一些設施重復建設，投資嚴重浪費。

部分地區窩電嚴重

由于風電開發在短期內對拉動地方就業和增加稅收作用不大，一些地方政府盲目以影響環境為由，有的以“資源換市場、市場促發展”的辦法，要求風電、光伏企業必須使用當地的設備或在當地建廠制造設備，有的強制增加附帶項目，增大了開發的難度。

投融渠道結構單一

從新疆風電、光伏產業的整個發展過程來看，其投資多是政府主導或具有政府背景的企業來主導的。從長期角度來看，不利于行業發展。在2015年1月，呼吁成立的“新疆能源開發政策性銀行”尚未進入實際操作層面。同時，新疆尚未全面推行特許權經營制，這與新疆清潔能源大省的地位極不相符，融資短板已成為新疆清潔能源發展的重要障礙。

有何良策?

通過上述對新疆清潔能源發展形勢的分析，積極采取相關的防范措施，降低投資風險，提高投資收益，促進項目健康發展。

以政府主導完善政策規范體系

當前，新疆并未形成一套切實可行的政策規范體系。在新疆風電發展遠景規劃中，預計到2017年累計裝機3000萬kW，到2020年實現能源規模外送，到2030年累計5000萬kW。雖然制定了總體目標，但并沒有一套可以共同遵守的、操作性強的制度體系，使目標流于形式，僅僅停留在數字層面。在開發過程中，還造成開發無序，管理混亂。建議以新疆自治區政府為主導，完善政策體系，打破目前有關法律、法規和政策條款中對于新能源發展的籠統規定，明確權責利，提高實際操作性、規范性和標準性。

率先推行RPS制和綠色證書制

強制配額(RPS)指國家強制規定電力供應商每年所提供的電力必須有一定的比例來自可再生能源電力。2015年4月7日，國家能源局公布《關于做好2015年度風電并網消納有關工作的通知》，提出建立健全輔助服務補償機制，確保風電等清潔能源優先上網和全額收購、開拓消納市場等工作要求。這表明，距離《可再生能源配額管理辦法》的最后出臺，已經進入了最后一公里。按照權威專家估計，當前新疆清潔能源發電總量總社會總發電的10%為合適臨界點，但目前實際只占有7.6%，建議率先推行RPS制和綠色證書制。

積極推進資源PPP項目的建設

PPP項目是一種政府與公司之間的合作經營方式，按照特許權項目利益共享和風險共擔的原則，在特許權協議條款的約束下進行項目的經營管理。這種方式不僅可以選擇有能力的公司，而且通過競爭降低了項目的成本，最大限度地利用了當地的其它資源，開辟新的利潤點，既可以為當地政府增收創利，又可以節約企業的建設成本，實現共創共贏。新疆自治區政府可在國家對清潔能源項目特許權的基礎上，進一步加大政策支持力度，如可適當降低稅率、適當延長貸款期限等，積極吸引國內有資金和實力的大型企業集團參與新疆清潔能源產業的共建中來。目前，PPP合作方式在新疆已經開展起來，需要大力推廣。

全力探索碳排放交易市場之路

CCER是基于項目層面的交易，1噸CCER可以抵消1噸碳排放。通過國家發改委備案的溫室氣體，自愿減排項目所產生的CCER，可以面向國內碳交易試點省市相關機構出售，用來抵消其部分碳排放配額的不足部分。CCER的開發主要包括以下六個步驟，依次是：項目設計、審定、注冊、實施與監測、核查與核證、簽發。CCER項目的開發，對清潔能源公司而言，不僅可以“追風逐日”，還可以借它山之石以攻玉。一是既能夠提高公司的社會責任形象，又符合清潔能源發展藍海戰略;二是可以參與國內碳交易市場，獲得項目減排量交易的直接收益，減少投資運營成本，降低投融資的障礙與風險。

加強電力基礎配套設施的建設

目前，對疆內而言，初步形成以“伊寧—烏蘇—鳳凰—烏魯木齊—吐魯番—巴州—庫車—伊寧”750kV環網，建成東至哈密，南至喀什，西至伊犁，北至準北的750kV主網架。對疆外而言，±800kV哈-鄭項目完成。綜合全疆整體而言，目前的電網消納能力還很有限，限電原因短期內難以克服。要盡快落實新疆電網“十三五”規劃，到2020年，在疆電外送方面，規劃建成投運準東—成都、準東—華東兩回±1100千伏和哈密北—重慶±800千伏特高壓直流輸電工程、伊犁—巴基斯坦±660千伏直流輸電工程、若羌—青海花土溝750千伏輸變電工程。疆內750千伏電網將建成投運烏昌都市圈環網、天山東環網、天山西環網、喀什克州核心區環網和環塔里木環網五大750千伏環網，實現電送全中國的新格局。

清潔能源是一種現實的能源，又是一種未來的能源。提高新能源在能源結構中的比重，是新疆新世紀可持續發展的必然選擇，既是實現從資源優勢向經濟優勢轉換的必然選擇，又是建設生態新疆的重要舉措。